Сооружение и эксплуатация магистральных трубопроводов

Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.

Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей: по диаметру от 100 до 2400 мм, по высоте от 5,8 до 8,8 м. В пылеуловителе имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют.

Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем. В последнее время определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента.

Для отделения  от газа конденсата и воды используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее, пройдя через штуцер, газ дросселируется, температура его снижается, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов. Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком такой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубные теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.

Для улавливания  жидкости и твердых примесей, оставшихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода. Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов — веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан и др.). Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки.

1.5 Состав магистральных нефтепроводов

Магистральные нефтепровод  и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений:

головные, состоящие из головной насосной станции (ГНС), на которой происходит сбор и накапливание нефти и нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу и подводящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла или нефтепродукты с завода в резервуары головной станции;

линейную часть, состоящую из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг — трубопровод, идущий параллельно с основным на некотором участке), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, компенсаторами; установок электрохимической защиты; линии технологической связи: кабельные воздушные и радиорелейные;

сооружения линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых линий электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений — обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта;

промежуточные перекачивающие станции, которые принимают и направляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам;

конечные пункты, которыми при перекачке сырой нефти обычно являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); если в конце трубопровода находится группа заводов, сооружают распределительную нефтебазу, на которой нефть учитывается, хранится и распределяется между заводами; конечным пунктом нефтепродуктопровода является крупная нефтебаза, снабжающая нефтепродуктами район или область.

На ГНС размещаются  резервуарный парк, основная и подпорная  насосные, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах — шаровых разделителей), помещение с фильтрами тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода.

Промежуточные насосные станции  отличаются от ГНС меньшим объемом  резервуарного парка или его  отсутствием.

Конечные пункты включают в основном емкости (резервуары) для  приема поступающего продукта и подачи его на НПЗ или нефтебазы районного (областного) значения. Располагаются эти базы обычно в узлах железных дорог, вблизи морских и речных портов. На конечном пункте производят следующие операции, характерные для крупной перевалочной нефтебазы: прием и учет нефтепродуктов, наполнение и хранение необходимых запасов их, перекачка на водный и железнодорожный транспорт, распределение нефтепродуктов районным потребителям.

1.6 Головные сооружения магистральных нефтепроводов

Головные сооружения магистральных нефтепроводов состоят из головной насосной станции (ГНС), на которой происходит сбор и накапливание нефти и нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу и подводящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла или нефтепродукты с завода в резервуары головной станции.

На ГНС размещаются  резервуарный парк, основная и подпорная  насосные, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах — шаровых разделителей), помещение с фильтрами тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода.

Часть 2

2.1 Состав и виды линейных сооружений, и их характеристики

К линейным сооружениям относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а так же переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги.

Линейная часть  представляет непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную вдоль трассы тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных   топографических,    геологических,  гидрогеологических и климатических условиях. Наряду с участками, обладающими большой несущей способностью, вдоль трассы часто встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых грунтов и др. Кроме того, магистральные трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обеспечивают как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению.

В настоящее время  при сооружении магистральных трубопроводов применяют подземную, полуподземную, наземную и надземную схемы.

Подземная схема  укладки является наиболее распространенной (98% от общего объема сооружаемой линейной части). При подземной схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. Полуподземная схема укладки предусматривает сооружение трубопровода, при которой нижняя образующая трубы расположена ниже, а верхняя — выше дневной поверхности грунта. Наземная схема укладки характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта или выше (на грунтовой подушке). При наземной укладке трубопровод обваловывается привозным или местным грунтом. Надземная схема укладки предусматривает сооружение трубопровода над землей на опорных устройствах различного рода.

Вопрос о выборе схемы прокладки очень важен. От его правильного решения зависит надежность трубопровода. Выбор каждой схемы      должен быть всесторонне обоснован. Так, при подземной схеме на участках с высоким стоянием грунтовых вод необходима специальная балластировка и надежное антикоррозионное покрытие, что значительно удорожает  стоимость строительства. В этом случае следует подземную схему сравнить с   другими   возможными  схемами и  выбрать  наиболее целесообразный вариант с учетом комплекса требований, предъявляемых к газопроводу на данном участке. Наземную и полуподземную схемы укладки иногда применяют в сильно обводненных и заболоченных районах. Недостатком ее является плохая устойчивость грунта насыпи, который оползает, а труба оголяется. Область применения полуподземной и наземной схем укладки более ограниченна, чем подземной. Это объясняется тем, что устройство грунтового валика над трубой из параллельной канавы — резерва или из привозного грунта нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает искусственное препятствие для движения транспорта. Применять полуподземную и наземную схемы укладки в густо заселенных районах, на сельскохозяйственных угодьях, как правило, нецелесообразно. Надземную схему укладки трубопроводов применяют в основном при переходах через искусственные и естественные препятствия, районы горных выработок, участки многолетнемерзлых грунтов. Ограниченное распространение надземной схемы укладки объясняется двумя причинами. Первая причина заключается в особом характере строительно-монтажных работ. Если укладки трубопроводов всех других видов могут быть почти полностью механизированы и выполняться как единый технологический процесс, то надземная укладка в силу особенностей конструкции надземного трубопровода существенно усложняет процесс строительства. Хотя при надземной схеме земляные работы почти исключаются, однако добавляются более сложные специальные работы по созданию опор, установке и закреплению трубы на опорах. Последние две операции требуют от строителей специальных профессиональных навыков, а также постоянного высокоточного геодезического обслуживания. Кроме того, при надземной укладке число кривых вставок намного превышает их число при других видах укладки. Вторая причина заключается в том, что расположение трубопровода над поверхностью земли создает дополнительное искусственное препятствие. При большой протяженности надземного трубопровода требуется устройство значительного числа переездов для транспорта, а в северных районах — специальных проходов для животных. Поэтому надземную укладку на участках большой протяженности применяют только в тех случаях, когда укладка по другим схемам нецелесообразна.

2.2 Противокоррозионная защита (катодная, дренажная)                  трубопроводов

Под коррозией металлических трубопроводов понимается самопроизвольное разрушение их под воздействием различных факторов химического или электрохимического характера, определяемых окружающей трубопровод средой.

Трубопроводы, прокладываемые надземно и изолированные от земли токонепроводящими элементами, подвергаются в основном атмосферной коррозии. Скорость ее протекания определяется прежде всего двумя факторами — влажностью атмосферы и наличием во влажной среде примесей, делающих жидкую соетавляющую атмосферы электролитом. Если влажность велика, то на поверхности металла труб образуется пленка воды, которая участвует в процессе электрохимической коррозии как электролит. Наряду с влажностью воздуха, определяющей в конечном итоге толщину пленки, очень большое влияние на атмосферную коррозию оказывают растворимые в воде газы  и твердые частицы. Они увеличивают токопроводность электролита, а также сами по себе являются коррозионными элементами, вступая в химические реакции с металлом. В среднем незащищенный металл (железо) труб корродирует со скоростью 200 мкм/год (индустриальный район).

В начальный период коррозия труб идет более активно: вследствие значительной гигроскопичности ржавчины поверхность труб обычно увлажнена. Защитное действие ржавчины начинает проявляться лишь при большой  толщине ее слоя, что может быть опасным для прочности труб, работающих под большим давлением.

При укладке трубопроводов  по подземной или наземной (в насыпи) схемам грунт является средой, в которой происходит коррозионное разрушение. Это обусловлено следующими факторами: грунт практически всегда содержит в порах скелета воду, а также различные химические реагенты, что делает грунт средой, обладающей ионной проводимостью.

Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки  трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

Первым мероприятием в  борьбе с атмосферной коррозией  является защита поверхности труб от влаги. Для этой цели рекомендуется  применять лакокрасочныме, стеклоэмалевыме, металлическиме покрытия или покрытия из консистентных смазок. Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность — не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных  покрытий следует производить: по толщине толщиномером, а по сплошности - искровым дефектоскопом. Толщина стеклоэмалевых покрытий должна быть не менее 0,5 мм, сплошность — не менее 2 кВ на толщину.